Methodische Aspekte (1.A.1.a) Aktivitätsraten

Die in der Energiebilanz verbuchten Energieeinsa tze werden im Modell „Bilanz der Emissionsursachen“ mit Hilfe statistischer Daten nach verschiedenen Kriterien auf mehrere Zeitreihen aufgeteilt. Ziel der Berechnungen ist es, eine an die technischen Belange der Strom- und Wa rmeerzeugung angepasste Datenbasis zu schaffen. Folglich ko nnen brennstoff- und technikspezifische Emissionsfaktoren auf die Aktivita tsraten angewendet werden.

Um den Einsatz von Erdgas und leichtem Heizo l in Gasturbinen, GuD-Anlagen, Dampfturbinen und Gasmotoren zur Strom- und Wa rmeerzeugung berechnen zu ko nnen wurde 2014 im UBA ein Verfahren entwickelt, mit dessen Hilfe aus der UBA-Kraftwerksdatenbank bekannte Wirkungsgrade in die Berechnung einbezogen wurden. Damit kann u ber die aus der Energiestatistik verfu gbare Stromerzeugung fu r die o.g. Anlagenarten ein Brennstoffeinsatz berechnet werden.

Ab dem Jahr 2012 weist die Energiebilanz Mini-KWK Anlagen als sogenannte Einspeiser in das o ffentliche Netz aus. Folgerichtig werden die Emissionen aus der Erdgasverbrennung sowie der Verbrennung von leichtem Heizo l in diesen Anlagen, in der Quellgruppe 1.A.1.a berichtet. Die Brennstoffeinsa tze aus der Wa rmeerzeugung werden in der Quellgruppe 1.A.4 berichtet. Da die Anlagen unterhalb der statistischen Abschneidegrenze liegen, mussten hier zusa tzliche Datenquellen genutzt werden. So wurden Absatzanalysen der Motorenhersteller durchgefu hrt und die so ermittelten Daten mit der Abrechnung nach dem KWK Gesetz gepru ft. Da die Daten nur fu r die Jahre 2012, 2013 und 2014 vorliegen, kann es zu Auffa lligkeiten beim IEF, insbesondere bei Methan, kommen.

Die Aktivita tsraten fu r die Neuen Bundesla nder wurden fu r das Jahr 1990 bereits zur Berichterstattung 2006 im Rahmen des Forschungsprojektes ((Zander & Merten, 2006), FKZ 205 41 115 / Teilvorhaben A „U berarbeitung und Dokumentation der Brennstoffeinsa tze fu r stationa re Feuerungsanlagen in den neuen Bundesla ndern fu r das Jahr 1990“) u berarbeitet und dokumentiert.

Im Fall der Strom- und Wa rmerzeugung in Mu llverbrennungsanlagen der o ffentlichen Kraftwerke, sowie der Wa rmeerzeugung in Mu llverbrennungsanlagen der o ffentlichen Fernheizwerke werden fu r die Bestimmung der Aktivita tsraten fu r Haus- und Siedlungsabfa lle und Industriemu ll sowohl Aktivita tsraten aus der Energiebilanz, als auch aus der Abfallstatistik (Statistisches Bundesamt, FS 19, R 1a) verwendet.

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Bis vor einigen Jahren enthielten sowohl die Energiestatistik als auch die Energiebilanz deutlich geringere Abfallmengen als die Abfallstatistik des Statistischen Bundesamtes (Statistisches Bundesamt, FS 19, R 1a). In den letzten Jahren hat sich die Datenlage der Energiestatistik deutlich verbessert. Differenzierte Brennstoffangaben machen es mo glich feste Biomasse (vornehmlich Alt- und Restholz), biogene Gase, Kla rschlamm und Abwa rme heraus zu rechnen. Industriemu ll taucht als Brennstoffkategorie erstmalig seit dem Jahr 2008 in der Energiestatistik auf. Um alle Brennstoffeinsa tze beim Abfall mo glichst vollsta ndig zu erfassen, kann dennoch nicht auf Zusatzdaten aus der Abfallstatistik verzichtet werden, um die Lu cke zur Energiestatistik zu schließen.

Der fossile und biogene Anteil von Hausmu ll/Siedlungsabfall wird seit dem NIR 2006 im Verha ltnis 1:1 separat ausgewiesen. Beim Industriemu ll variiert die fossile/biogene Zusammensetzung je nach Art der Anlage, so wird der biogene Anteil fu r den Einsatz zur Mitverbrennung in Braun- und Steinkohlekraftwerken und fu r den Einsatz zur Strom- und Wa rmeversorgung in Ersatzbrennstoffkraftwerken der o ffentlichen Versorger getrennt ausgewiesen.

Die Aktivita tsraten der anderen Brennstoffe werden direkt aus der Energiebilanz entnommen.

Sofern statistische Anhaltspunkte oder Expertenscha tzungen vorliegen werden die Brennstoffeinsa tze zusa tzlich in zwei Gro ßenklassen (Verbrennungsanlagen kleiner und gro ßer 50 MW) eingeteilt. Die Einteilungsgrenze geht auf gesetzliche Vorschriften zur Genehmigung von Feuerungsanlagen in der Bundesrepublik Deutschland zuru ck.

Seit dem NIR 2011 werden die CÖ2-Emissionen aus der Gichtgasverbrennung in o ffentlichen Kraftwerken in der Kategorie 1.A.1.a berichtet. Im Jahr 2015 meldeten sich alle Gichtgaskraftwerke, die bis dahin zur o ffentlichen Versorgung berichteten, in die Industrie um.

Von daher findet aktuell in der Quellgruppe 1.A.1.a kein Gichtgaseinsatz mehr statt. Die folgende Tabelle gibt eine U bersicht u ber die entsprechenden Emissionen aus der Gichtgasnutzung u ber die gesamt Zeitreihe seit 1990.

Tabelle 24: CO2-Emissionen aus der Gichtgasverbrennung in öffentlichen Kraftwerken [Mio. t CO2)

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

3,244 3,291 3,015 2,631 3,647 3,764 4,816 5,305 5,465 5,808

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

5,956 9,284 9,030 9,766 9,640 6,738 7,086 6,370 5,851 3,425

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

6,276 6,258 6,080 6,465 5,532 0,014 0,000 Emissionsfaktoren

Da CÖ2 Emissionen von der Brennstoffqualita t abha ngen, werden die CÖ2 Emissionsfaktoren Sektor u bergreifend berechnet und genutzt. Eine detaillierte Beschreibung sowie eine Liste mit den verwendeten Faktoren ist im Anhang, Kapitel 18.8 verfu gbar.

Datengrundlage fu r die verwendeten Emissionsfaktoren fu r alle anderen Treibhausgase und Vorla ufersubstanzen ist der Bericht zum Forschungsvorhaben "Ermittlung und Evaluierung von Emissionsfaktoren fu r Feuerungsanlagen in Deutschland fu r die Jahre 1995, 2000 und 2010"

(Rentz et al., 2002). Die Werte fu r die Zwischenjahre 1996 - 1999 und 2001 - 2009 werden durch lineare Interpolation ermittelt. Das Vorhaben sowie die lineare Interpolation fu r die Zwischenjahre ist ebenfalls die Grundlage fu r die Emissionsfaktoren der Kapitel 3.2.7, 3.2.8 und 3.2.9, soweit dort Kraftwerke, Gasturbinen oder Kesselfeuerungen zur Bereitstellung von Dampf,

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Heiß- und Warmwasser mit enthalten sind. Das Forschungsvorhaben wurde ausgefu hrt vom Deutsch-Franzo sischen Institut fu r Umweltforschung (DFIU) an der Universita t Karlsruhe und Ende 2002 abgeschlossen. Ziel des Vorhabens war die Ermittlung und Evaluierung repra sentativer Emissionsfaktoren fu r die wesentlichen Luftschadstoffe aus genehmigungsbedu rftigen Feuerungsanlagen in der Bundesrepublik Deutschland, gu ltig fu r die Jahre 1995, 2000 und 2010.

Dies beinhaltet in erster Linie eine Analyse und Charakterisierung der Emittentenstruktur und der damit verknu pften Emissionsfaktoren fu r das Jahr 1995 und eine ada quate Fortschreibung dieser Daten fu r die Jahre 2000 und 2010. Systematisch werden auf diese Weise Emissionsfaktoren fu r die Stoffe SÖ2, NÖX, CÖ, NMVÖC, Staub und N2Ö ermittelt. Dabei wird zwischen 12 Kohlenbrennstoffen, 4 flu ssigen Brennstoffen, 7 gasfo rmigen Brennstoffen sowie Brennholz unterschieden. Daru ber hinaus werden die verfu gbaren Daten an Emissionsfaktoren weiterer Stoffe zusammengestellt; dazu geho ren PAH, PCDD/F, As und Cd fu r genehmigungsbedu rftige Feuerungsanlagen sowie CH4 fu r Gasturbinen und genehmigungsbedu rftige Feuerungsanlagen, die unter die TA Luft fallen. Informationen zur Vorgehensweise des Forschungsvorhabens sind im Anhang 3 dargestellt (Kapitel 19.1.2)

Wir haben im Zuge eines gro ßeren Forschungsvorhabens, das Ende 2008 gestartet ist und im Jahre 2011 abgeschlossen werden konnte (Fichtner et al., 2011) die beschriebene Datengrundlage fu r Emissionsfaktoren (außer CÖ2) aktualisiert. Bezugsjahr fu r die Vorschlagswerte ist das Jahr 2004; davon ausgehend werden Prognosewerte fu r Emissionsfaktoren fu r die Jahre 2010, 2015 und 2020 ermittelt. Auf der Grundlage der Forschungsergebnisse wurden, wie in den Berichten fu r 2012, 2013 und 2014 dargestellt, zahlreiche Emissionsfaktoren des ZSE aktualisiert. N2Ö unterliegt in Deutschland nur in Ausnahmefa llen der U berwachung; aus diesem Grunde liegen keine regelma ßigen Messdaten vor. Allerdings wurde das Emissionsverhalten bei Einsatz von Stein- und Braunkohlen, insbesondere bei Einsatz in Wirbelschichtfeuerungen und insbesondere in den 90er Jahren gezielt untersucht. Das Vorhaben (Fichtner et al., 2011) hat die bisher verwendeten Werte u berpru ft und aktualisiert. Tabelle 25 zeigt die Ergebnisse fu r große Anlagen der o ffentlichen Kraftwerke (Feuerungswa rmeleistung 50 Megawatt oder mehr), die Tabelle 26 die Ergebnisse fu r kleinere Anlagen der Energiewirtschaft und der Industrie. Auf Grundlage dieser Werte wurden die kategoriespezifischen Emissionsfaktoren fu r das ZSE berechnet.

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Tabelle 25: Technologische Emissionsfaktoren für Lachgas aus GFA

Brennstoff / Feuerungstechnologie N2O-Emissionfaktor [kg/TJ]

Öffentliche Kraftwerke:

Steinkohle / Trockenfeuerung 1,0

Steinkohle / Schmelzkammerfeuerung 1,9

Braunkohle / Trockenfeuerung 3,5

Flüssigbrennstoff / Kesselfeuerungen 1,0

Erdgas / Kesselfeuerungen 0,5

Industriekraftwerke, Industriekessel und Fernheizwerke:

Steinkohle / Trockenfeuerung 1,0

Steinkohle / Schmelzkammerfeuerung 2,0

Steinkohle / Wirbelschichtfeuerung 20

Steinkohle / Rostfeuerung 4,0

Braunkohle / Trockenfeuerung 3,4

Braunkohle / Wirbelschichtfeuerung 8,0

Braunkohle / Rostfeuerung 3,5

Flüssigbrennstoff / Kesselfeuerungen 1,0

Erdgas / Kesselfeuerungen 0,5

Gasturbinen und Gas-und Dampfturbinenanlagen:

Erdgas 1,7

leichtes Heizöl 2,0

Müllverbrennungsanlagen 1,2

Tabelle 26: Technologische Emissionsfaktoren für Lachgas aus Anlagen < 50 MW FWL

Brennstoff / Feuerungstechnologie N2O-Emissionfaktor [kg/TJ]

Kesselfeuerungen bei Einsatz von:

Steinkohle 10,0

Braunkohle 10,7

Biomasse 3,0

leichtem Heizöl 1,1

schwerem Heizöl 3,0

Erdgas 0,6

Gasturbinen und Gas-und Dampfturbinenanlagen:

Erdgas 1,7

leichtes Heizöl 2,0

Tabelle 27: Methan-Emissionsfaktoren für Feuerungsanlagen ab 50 MW FWL und für Gasturbinen

Anlagenart Brennstoff CH4-E-Faktor

[kg/TJ]

Feuerungsanlagen ≥ 50 MW FWL

Steinkohle 1,0

Braunkohle 0,63

Heizöl, schwer 4,1

Heizöl, leicht 3,3

Erdgas 2,0

Gasturbinen (einschl. GuD) Heizöl, leicht 8,0

Erdgas 10,925

Verbrennungsmotoren Erdgas 309,0

Biogase 312,3

Müllverbrennung 1,8

In einem von IZT durchgefu hrten Forschungsvorhaben: „Aufbereitung von Daten der Emissionserkla rungen gema ß 11.BImSchV“ (Jo rß & Gronewa ller, 2010) konnten spezielle CH4 -Emissionsfaktoren fu r Gasmotoren ermittelt werden. Der Durchschnittswert fu r den Brennstoff

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Erdgas liegt mit 309 kg/TJ sehr deutlich u ber den bis dahin verwendeten Wert von 0,3 kg/TJ, der in etwa dem Wert fu r Dampfturbinenkraftwerken entspricht. Der hohe Methanschlupf, der durch ein Entweichen von unverbranntem Erdgas entsteht, konnte durch Daten aus der Emissionsu berwachung besta tigt werden. Die Messwerte ko nnen abha ngig von der Art des Motors und dem Wartungszustand erheblich schwanken. Fu r Biogas, Kla rgas und Deponiegas wird ein durchschnittlicher CH4-Emissionsfaktor von 312,3 kg/TJ verwendet. Dieser Wert wurde in dem Projekt: „Emissionsanalyse und Quantifizierung von Stoffflu ssen durch Biogasanlagen im Hinblick auf die o kologische Bewertung der landwirtschaftlichen Biogasgewinnung und Inventarisierung der deutschen Landwirtschaft“ des Deutschen Biomasse Forschungszentrums (DBFZ, 2011), ermittelt.

Die fu r die Abfallverbrennung verwendeten Emissionsfaktoren stammen gro ßtenteils aus dem von ATZ durchgefu hrten Forschungsvorhaben „U berpru fung der Emissionsfaktoren fu r die Abfallverbrennung“ (Daschner et al., 2010). Die N2Ö-Emissionsfaktoren stammen aus der Da nischen Studie „ Emissions from decentralized CHP plants 2007“ (Nielsen, 2010). Da die Emissionsfaktoren der u brigen Schadstoffe mit denen der Deutschen Mu llverbrennungsanlagen gut u bereinstimmen, ko nnen auch die N2Ö-Faktoren auf das Deutsche Inventar u bertragen werden. Fu r die mit verbrannten Abfa lle werden gewichtete Emissionsfaktoren berechnet, je nach Anteil der als Hauptbrennstoff eingesetzten einzelnen Kohlearten.

Informationen zu den prozessbedingten CÖ2-Emissionen aus der Abgasreinigung (REA) von Großfeuerungsanlagen liefert der Anhang 3 im Kapitel 19.1.2.2.

Im Dokument 12/2018 (Seite 170-174)